Институт развития технологий ТЭК (ИРТТЭК)
Статьи, аналитика

Фальстарт энергоперехода: чем эмбарго ЕС обернется для экспорта угля из России?

Фальстарт энергоперехода: чем эмбарго ЕС обернется для экспорта угля из России?
22.11.2022

Эмбарго ЕС, де-факто, венчает разворот российского угольного экспорта на Восток, который стал особенно выраженным еще в условиях пандемии COVID-19. Доля Великобритании и нынешних 27 стран ЕС в структуре экспорта энергетического угля из России снизилась с 39% в 2018 г. (70,9 млн т из 183,9 млн т) до 36% в 2020 г. (68,9 млн т из 192,9 млн т) и 24% в 2020 г. (44,2 млн т из 181,9 млн т), согласно данным Федеральной таможенной службы (ФТС). В 2021 г., на фоне дефицита газа и постковидного восстановления энергоспроса, эта доля выросла до 26% (47,1 млн т из 178,8 млн т), но так и не вернулась к предкризисному уровню. Как следствие, роль Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) резко возросла: если в 2019 г. на АТР приходилось 49% экспорта энергетического угля (95,3 млн т из 192,9 млн т), то в 2020 г. – 56% (102,1 млн т из 182 млн т), а в 2021 г. – 55% (105,3 млн т из 191,4 млн т). При этом в физическом выражении поставки угля в АТР в период с 2019 по 2021 гг. увеличились на 10 млн т, тогда как экспорт в Европу снизился на 22 млн т.

Впрочем, такая динамика была вполне предсказуемой, учитывая ускоренный отказ угля в Европе и в развитых странах в целом. Свидетельство тому – данные по установленной мощности угольных электростанций, которые агрегирует исследовательский центр Ember. Данные Ember по более чем две сотням стран хватывают период 2000-2020 гг., который для удобства можно разбить на четыре равных отрезка (2000-2005 гг.; 2005-2010 гг.; 2010-2015 гг.; 2015-2020 гг.), сгруппировав при этом страновые значения на несколько макрорегионов: нынешние 27 стран ЕС и Великобритания; остальные страны Европы, включая Россию и Турцию; Закавказье и Центральная Азия; Северная (США, Канада, Мексика) и Южная Америка (все прочие страны Западного полушария); Ближний Восток; Азиатско-Тихоокеанский регион; Океания (включая Австралию и Новую Зеландию).

Планомерный отказ от угля

Упомянутый отказ развитых стран от угольной генерации – первое, что бросается в глаза при анализе данных Ember. Если в 2005-2010 гг. установленная мощность угольных электростанций снизилась в ЕС на 2 гигаватта (ГВт), то в 2010-2015 гг. – на 22 ГВт, а в 2015-2020 гг. – на 41 ГВт. Отказ от угля в Северной Америке начался чуть позже, но при этом происходил с еще большим размахом: установленная мощность угольных электростанций в США, Канаде и Мексике в 2005-2010 гг. увеличилась на 3 ГВт, тогда как в 2010-2015 гг. – снизилась на 41 ГВт, а в 2015-2020 гг. – на 70 ГВ. В этом же тренде находилась Австралия, где в период с 2010 по 2015 гг. установленная мощность станций на угле снизилась на 3 ГВт, а в 2015-2020 гг. – еще на 3 ГВт.

Переход на «чистые» источники энергии затронул и азиатские страны, где темпы ввода станций на угле в последние годы заметно сократились: если в «нулевые» годы в АТР происходило ускорение прироста мощности угольных энергоблоков (со 151 ГВт в 2000-2005 гг. до 362 ГВт в 2005-2010 гг.), то в «десятые», наоборот, было зафиксировано его замедление – с 369 ГВт в 2010-2015 гг. до 244 ГВт в 2015-2020 гг. Определяющей для региона была динамика угольных мощностей в Китае, где в 2005-2010 гг. их прирост составил 313 ГВт, в в 2010-2015 гг. и 2015-2020 гг. – 243 ГВт и 163 ГВт соответственно. Схожий, но чуть более запоздалый тренд можно было наблюдать и в Индии, где прирост мощности угольных электростанций замедлился с 92 ГВт в 2010-2015 гг. до 36 ГВт в 2015-2020 гг.

Что касается прочих Азии, то здесь линия разлома тренда также пролегает между развитыми и развивающимися странами. Япония во второй половине «десятых» незначительно ускорила ввод угольных станций (с 2 ГВт в 2010-2015 гг. до 3 ГВт в 2015-2020 гг.), точно так же, как и Южная Корея (с 2 ГВт до 8 ГВт соответственно), однако обе страны уступили по темпам прироста мощностей Индонезии, где этот показатель составил 14 ГВт и 11 ГВт соответственно. Менее значимое, но все же ускорение прироста было зафиксировано и в странах Африки: если в 2005-2010 гг. мощность угольных станций увеличилась в этом регионе всего на 0,1 ГВт, то в 2010-2015 гг. – на 2 ГВт, а а2015-2020 гг. – на 4 ГВт. Однако Африка – исключение на общемировом фоне: в 2015-2020 гг. сокращение мощности станций на угле было зафиксировано в европейских странах вне ЕС (на 3 ГВт), а также в Центральной Азии (минус 1 ГВт).


Будущее – рядом

Эти тренды подтверждают также данные Global Energy Monitor по строящимся электростанциям, а также мощностям, находящимся на предынвестиционной стадии: из 170 ГВт строящихся станций 95% (163 ГВт) приходится на страны АТР, в том числе Китай (94 ГВт), Индию (31 ГВт) и Индонезию (19 ГВт). Остальные 5% почти полностью распределены между странами Африки (1,6 ГВт), а также Ираном (650 МВт), Пакистаном (2,6 ГВт), Турцией (1,5 ГВт) и Сербией (350 МВт). В ЕС строительство угольных станций осуществляют только Греция (660 МВт) и Польша (100 МВт), при этом в Северной Америке и Океании на стадии строительства нет ни одного мегаватта угольных электростанций. Схожая география характерна и для станций на предынвестиционной стадии: из 282 ГВт заявленных мощностей 256 ГВт (9%) заявлены в странах АТР; остальные 9% приходятся, в основном, на Турцию (4%; 10,7 ГВт), Африку (2%; 5,1 ГВт) и Центральную Азию (1,8 ГВт).


В Европейском Союзе к июлю 2022 г. на предынвестиционной стадии не находилось ни одного мегаватта угольных генерирующих мощностей. Поэтому российским производителям даже без санкций все равно бы пришлось столкнуться с угрозой потери европейского рынка, тем более что страны ЕС еще во второй половине «десятых» стали соблюдать «таймлайн» по закрытию всех угольных электростанций: в 2016 г. от угольной генерацию полностью отказалась Бельгия, в 2020 г. ее примеру последовали Австрия и Швеция, а в 2021 г. – Португалия. При этом до 2025 г. на этот шаг собирались пойти Франция (2022 г.), Великобритания (2024 г.), Италия (2025 г.) и Ирландия (2025 г.), а до 2030 г. – Греция (2028 г.), Финляндия (2020 г.), Нидерланды (2029 г.), Дания (2030 г.), Венгрия (2030 г.) и Словакия (2030 г.).

Последней в этом ряду «стояла» Германия, которая собиралась полностью отказаться от угольных электростанций до 2038 г. Поэтому Германия должна была остаться единственным крупным импортером российского энергетического угля в Европе после 2030 г. (не считая незначительных поставок угля для жилищного сектора других стран ЕС). Несмотря на нынешний энергокризиса, европейские страны вряд ли бы срывали срока по выводу угольных электростанций, и причина тому – жесткость «зеленого» регулирования, вынуждающего операторов угольных электростанций в ЕС закупать квоты на CO2. При этом стоимость квот за последние полтора года выросла более чем вдвое: если в январе 2021 г. цены одной углеродной единицы составляла 34 евро за тонну, то к последней декаде августа 2022 г. она достигла 92 евро за тонну.

Углеродная «нагрузка» бьет по рентабельности угольной генерации: по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), в 2020 г. удельные операционные издержки угольных электростанций в ЕС составили $105 на мегаватт-час (МВт*Ч) выработки, существенно превосходя аналогичных показатель для газовых электростанций ($70 на МВт*Ч), солнечных панелей ($10 на МВт*Ч) и даже прибрежных ветрогенераторов ($15 на МВт*Ч). Сильные регуляторные риски сказываются и на высокой потенциальной стоимости строительства угольных электростанций: по оценке МЭА, в 2020 г. ввод 1 киловатта (кВт) мощности станции на угле обошелся был в ЕС в $2000, тогда как для газовых станций удельная стоимость 1 кВт мощности составила бы $1 000, а для солнечных панелей – $840. Именно поэтому в ЕС, как уже отмечалось выше, к июлю 2022 г. не было нет ни одного мегаватта угольной мощности на предынвестиционной стадии.

Логистическая перестройка

С этим связана и «узость» европейского рынка: согласно данным Центра по международной торговле ЮНКТАД/ВТО, ЕС и Великобритания в 2021 г. импортировали из-за пределов ЕС 82 млн т энергетического и бурого угля – на 43% меньше, чем Япония (143 млн т). При этом на долю России пришлось 70% поставок (57,3 млн т), тогда как остальные 30% были почти полностью распределены между Колумбией (13%; 10,5 млн т), США (10%; 7,8 млн т), ЮАР (3%; 2,8 млн т) и Австралией (2%; 1,3 млн т). Собственно, эти страны и станут основными источниками замещения поставок из России – наряду с Индонезией, которая является крупнейшим в мире экспортером энергетического угля (с мировой долей в 41% против 20% у Австралии и 18% у России, согласно данным Международного энергетического агентства за 2021 г.).

Замещение российского угля началось уже минувшей весной: по данным уже упомянутого Центра по международной торговле ЮНКТАД/ВТО, Германия в период с марта по май 2022 г. увеличила импорта энергетического угля на 40% в годовом выражении (до 7,2 млн т); при этом импорт из России снизился на 2% (на 93 тыс. т), тогда как импорт из ЮАР увеличился на 549% (на 455 тыс. т), а из Колумбии и США – на 268% (на 1,2 млн т) и 57% (на 316 тыс. т) соответственно. Поставки из Австралии и Казахстана, которые были равны нулю в период с марта по май 2021 г., увеличились до 15 тыс. т и 141 тыс. т соответственно. В свою очередь, Франция с марта по май 2022 г. снизила импорт энергетического и бурого угля на 15% в годовом выражении (до 1,3 млн т): поставки из России снизились вдвое (с 1 млн т до 500 тыс. т), в то время как импорт из Колумбии увеличился на 88% (до 226 тыс. т), из Австралии – на 47% (до 257 тыс. т), а из ЮАР – на 86% (до 333 тыс. т ).

Впрочем, эти страны находятся на большем удалении от Европы, чем Россия (с учетом того, что основную часть затрат на перевозку внутри РФ берут на себя, в основном, «Российские железные дороги»). Поэтому перестройка товарных потоков неизбежно будет сопряжена с ростом логистических издержек, что во многом отражает рост цен на уголь в последние полгода: по данным биржи ICE, фьючерс на энергический уголm c привязкой к крупнейшему в Европе хабу в Роттердаме с конца марта не опускается ниже $250 за тонну, а в некоторые недели превышает отметку в $400; для сравнения: на пике пандемии COVID-19 европейские цены наи уголь находились ниже отметки в $50 за тонну, а в 2021 г. – лишь ненамного превышали отметку в $100 за тонну. Стабилизация цен вряд ли произойдет раньше 2023 г., когда подойдет к концу сезон холодов, а также завершится логистическая перестройка на европейском рынке.

Кризисный 2023 год

Высокие цены несколько упростят «жизнь» российским угольщикам: нынешний год компании-экспортеры наверняка закончат с более высоким финансовым результатом, чем 2021 г. и, тем более, кризисный 2020 г. Однако в 2023 г. отрасль неизбежно столкнется с сокращением выручки и физического экспорта, и тому будет сразу несколько причин:

Во-первых, поставки в ЕС, на долю которых в прошлом году приходилась четверть экспорта, снизятся до нуля. При этом под риском серьезного сокращения окажутся поставки в Японию и Южную Корею, общая доля которых в российском экспорте энергетического угля в 2021 г. составила 17% (30 млн т из 178,8 млн т): эти страны не присоединились к эмбарго, но заявляли о намерении снизить зависимость от российского угля.

Во-вторых, на угольщиках негативно отразится отмена Правил недискриминационного доступа (ПНД) для Восточного полигона – Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожной магистралей, которые являются основным каналом для транспортировки угля из угледобывающих регионов Сибири к портам в Приморье (Владивосток, Восточный, Находка) и Хабаровском крае (Ванино). В ПНД был закреплен перечень грузов по приоритетности их перевозок, в том числе:

·        Грузов для ликвидации чрезвычайных ситуаций;

·        Перевозок по решениям президента РФ;

·        Перевозок контейнеров;

·        Внутрироссийских перевозок;

·        Экспортных перевозок несырьевых грузов;

·        Экспортных перевозок сырьевых грузов в специализированных вагонах;

·        Экспортных перевозок зерна и продовольствия;

·        Экспортных перевозок сырьевых грузов в универсальном подвижном составе;

·        Всех прочих грузов.

Уголь подпадал под предпоследнюю категорию – «экспортных перевозок сырьевых грузов в универсальном подвижном составе». Это обеспечивало угольщикам доступ к дефицитной инфраструктуре Восточного полигона, мощность которого увеличилась с 58 млн т в 2012 г. до 144 млн т в 2021 г., но все равно оставалась недостаточной. Отмена ПНД, произошедшая весной 2022 г., лишает угольщиков гарантий доступа к БАМу и Транссибу. «Российские железные дороги» теперь будут самостоятельно определять приоритетность перевозок, и здесь против угольщиков может сыграть низкая маржинальность угля для «РЖД»: по оценке агентства INFOLine – Аналитика, в 2021 г. доходная ставка «РЖД», отражающая выручку монополии при перевозке различных грузов на одно и то же расстояние, составляла для экспорта каменного угля 194,9 коп. за 10 тонно-километров (т-км), тогда как для экспорта лесных грузов – 523,2 коп./10 т-км, а для экспорта зерна и черных металлов – 550,5 коп./10 т-км и 687 коп./10 т-км соответственною.

Поэтому для «РЖД» будет далеко не самым приоритетным грузом, особенно с учетом того, что производители ряда сырьевых товаров (в частности, черных металлов) также столкнулись с экспортными ограничениями со стороны ЕС.

Новые 1990-е?

В этой связи санкции могут сыграть для угольной отрасли роль «преждевременного» энергоперехода, который должен был произойти в 2030 г., но станет реальностью уже в 2023 г. и повлечет за собой масштабные структурные сдвиги.

Первый из таких сдвигов – смещение добычи угля на Восток, которое пока что заметно в сегменте коксующегося угля: неслучайно лидером по темпам прироста добычи в 2021 г. стал Южно- Якутский бассейн, где добыча в 2021 г. увеличилась на 58% (до 30,6 млн т) – сильнее, чем по отрасли в целом (прирост на 9%, до 438,4 млн т). Ключевую роль здесь сыграло Эльгинское месторождение коксующегося угля, где добыча выросла более чем вдвое (до 14,7 млн т). Сжатие поставок в западном направлении будет подталкивать производителей энергетического угля искать производственные возможности на Дальнем Востоке, в регионе со сравнительно коротким логистическим плечом.

Второй, вполне очевидный структурный сдвиг, – рост зависимости от потребителей в странах АТР, на долю которых будет приходиться более 70% российского экспорта энергетического угля. С учетом проблем с поставками в Южную Корею и Японию, ключевыми странами-импортерами станут Индия и Китай, на долю которых в общей сложности приходится 73% установленной мощности строящихся угольных электростанций (125 ГВт из 170 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor).

Наконец, последний по списку, но не по значению сдвиг – постепенный отказ от подземной добычи, доля которой в структуре предложения угля в России снизилась с 42% до 26%, тогда как доля наземной добычи выросла с 58% до 74%, согласно данным ЦДУ ТЭК. Закрытие европейского рынка, наряду с новым витком внимания к проблеме безопасности шахт может поставить на повестку полный отказ от подземной добычи, который бы происходил при условии денежной компенсации владельцам закрывающихся шахт. Наряду с программами переобучения для высвобождаемых шахтеров, это позволит резко увеличить уровень безопасности в отрасли.

В целом, эмбарго ЕС может стать для отрасли столь же значимым рубежом, что и кризис 1990-х, который был вызван спадом спроса на внутреннем рынке. Выйти из кризиса отрасли тогда удалось за счет закрытия убыточных шахт и переориентации поставок на экспорт. По всей видимости, последствия грядущего кризиса будут иметь схожий характер, с поправкой на сокращение географии экспорта.

 

© 2018-2022 Все права защищены.